甲醇抑制剂的合理用量研究

随着国内外大量油气田的不断开发,天然气水合物的形成和堵塞防治问题引起了科研生产工作者的极大关注。主要介绍了天然气水合物的形成机理、防治措施,其中,添加抑制剂是目前防治水合物形成经常使用的方法,以某气田为例,以Windows XP为平台,Visual Basic 6.0为工具开发编制程序计算甲醇抑制剂的合理用量,并分析包括井口温度、井口压力、产气量以及产水量与抑制剂用量的关系,采用Origin对软件系统的模拟结果进行曲线拟合,并得出相应的拟合关系式,从而确保输气管道安全经济运行。

天然气水合物预测及管线注醇工艺优化计算

管线中有水合物生成时会造成管线堵塞,仪表失灵、压力升高等事故,严重影响气田的安全生产,通过注入甲醇抑制剂可以有效减小管线的冻堵概率。现场研究发现,目前注醇工艺盲目粗放,导致甲醇消耗量过大,通过对水合物生成热力学模型进行研究,采用C++编程语言计算试验压力下水合物的生成温度,与实验数据进行对比,确定最佳的水合物预测方法Makogon模型;以此模型为基础计算管线实际运行时的水合物生成温度,然后结合管线产水量、产气量等运行数据采用John Carroll模型计算甲醇抑制剂的消耗量。最后通过现场试验,验证了计算成果的实用性和经济性。

超深水平台海管在不泄压的情况下完成冰堵解堵操作实践

某气田作为我国首个自营超深水气田,是我国开发南海超深水油气资源的示范性、引领性项目。水下生产系统存在“一长一深一低”的特点:海管长度总长100公里、水深1000米、海底最低温度3℃。结合油藏特性和地理环境等因素,在开采过程中较其它常规油气田的开发方式有很大不同,具体表现为:油嘴前后差压大、海床温度低、海管长度长且为油气混输,易因流体组分、海管路由起伏等情况,出现天然气水合物、段塞流、结垢、结蜡、腐蚀等问题。其中尤以水合物对水下生产系统的影响最为显著,一旦形成水合物,将导致平台生产中断,甚至是设备损坏,对气田和公司带来不可估量的损失。该气田自2022年1月1日投产至今已经出现三次水合物生成并堵塞海底管道,如果采用传统的方式“泄压+水合物抑制剂注入”来完成解堵作业,那么海管内近百万方的天然气将被白白放空,同时其它生产井被迫停止生产,平台外输产量将受到大大影响,鉴于此,现场决定在海管不泄压、不减产的情况,通过优化甲醇注入方式来实施此次解堵。通过实践证明,超深水平台海管在不泄压的情况下通过优化甲醇注入方式能完成水合物生成的解堵作业。

大牛地气田两级增压阶段集气站工艺优化研究

随着大牛地气田开发进入中后期阶段,地面集输工艺也由初期的"高压进站、加热节流、低温脱水、轮换计量、注醇防堵"的高压集气工艺转变为"降压开采、集中脱水、增压外输"的增压集输工艺。为最大限度地延长气井寿命、提高气田采收率,规划在大牛地气田一期集中增压的基础上,在集气站实施二期增压工程,最终实现两级增压集输系统。为降低二期增压工程投资、减少集气站能量损耗,有必要分析早期高压集输工艺在两级增压阶段的适用性,探索工艺优化简化的空间。根据能量守恒原理,从两级增压设计参数入手,重点分析了加热节流工艺在两级增压阶段的适用性,确定出两级增压时期取消加热炉加热工艺的边界参数条件。通过对降低压缩机入口压力、加注甲醇抑制剂和加热炉加热工艺防止水合物措施的经济对比分析,指出两级增压早期集气站压缩机入口压力大于1.0 MPa阶段,加注甲醇抑制剂防堵是最经济的方案。最终提出两级增压阶段取消加热炉加热工艺、早期辅助甲醇防堵工艺运行的集气站工艺优化运行方案。